饒陽凹陷南部古近系中深層有效儲(chǔ)層物性下限及控制因素

操應(yīng)長，張會(huì)娜，葸克來，趙賢正，周 磊，崔周旗，金杰華

1.中國石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580 2.中國石油華北油田公司，河北 任丘 062552

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饒陽凹陷南部古近系中深層有效儲(chǔ)層物性下限及控制因素

操應(yīng)長1，張會(huì)娜1，葸克來1，趙賢正2，周 磊1，崔周旗2，金杰華1

1.中國石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島 266580 2.中國石油華北油田公司，河北 任丘 062552

綜合運(yùn)用實(shí)測(cè)物性、測(cè)井解釋物性、試油等資料，分別應(yīng)用分布函數(shù)曲線法、測(cè)試法、試油法求取饒陽凹陷南部古近系中深層不同深度段的有效儲(chǔ)層物性下限，并對(duì)物性下限與深度的關(guān)系進(jìn)行了回歸擬合。在此基礎(chǔ)上，引入孔隙度差值，結(jié)合饒陽凹陷南部古近系中深層儲(chǔ)層的沉積特征、成巖作用特征及地層壓力特征分析，探討了有效儲(chǔ)層發(fā)育的控制因素。結(jié)果顯示：研究區(qū)辮狀河三角洲前緣水下分流河道、河口壩沉積微相有利于有效儲(chǔ)層的發(fā)育，而席狀砂、水下分流間灣砂體有效儲(chǔ)層發(fā)育較少，儲(chǔ)層物性較差；厚度大于3 m的砂體有利于有效儲(chǔ)層的發(fā)育。研究表明:成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的影響主要表現(xiàn)為壓實(shí)作用和膠結(jié)作用使儲(chǔ)層物性降低，而溶蝕作用使儲(chǔ)層形成次生孔隙、提高儲(chǔ)集物性;地層超壓的存在促進(jìn)有效儲(chǔ)層的發(fā)育。

中深層；有效儲(chǔ)層；物性下限；控制因素；饒陽凹陷

0 前言

饒陽凹陷是渤海灣盆地冀中坳陷中部的一個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元，北接霸縣凹陷，南鄰新河凸起，東近獻(xiàn)縣凸起，西部一直到高陽低凸起，為一個(gè)東斷西超的繼承性發(fā)育的單斷凹陷，勘探面積約6 300 km2，油氣富集程度好、勘探成效高[1-2]。研究區(qū)位于饒陽凹陷中南部，東與獻(xiàn)縣凸起相鄰，南部與孫虎構(gòu)造帶相接，西北部與肅寧構(gòu)造帶相連，北鄰深澤低凸起?？傮w上，饒陽凹陷南部地區(qū)是呈NE展布的背斜構(gòu)造帶，發(fā)育獻(xiàn)縣、虎北及劉東村三條凹陷邊界斷層，對(duì)南部構(gòu)造及地層的發(fā)育起著關(guān)鍵作用，古近系地層厚度較大，中深層沙二段、沙三段是該區(qū)主要的勘探層位。

目前對(duì)饒陽凹陷的勘探開發(fā)主要是淺層碎屑巖的研究，對(duì)中深層儲(chǔ)層的儲(chǔ)層特征及控制因素缺乏詳細(xì)的探討。由于在埋藏過程中經(jīng)歷了復(fù)雜的成巖改造過程，中深層碎屑巖儲(chǔ)層影響因素較淺層更為復(fù)雜，造成儲(chǔ)層分布規(guī)律復(fù)雜[3];對(duì)中深層有效儲(chǔ)層特征及控制因素等認(rèn)識(shí)不足，使中深層碎屑巖儲(chǔ)層的勘探難度大、風(fēng)險(xiǎn)高。因此，確定有效儲(chǔ)層物性下限，明確有效儲(chǔ)層控制因素，對(duì)于指導(dǎo)研究區(qū)有效儲(chǔ)層預(yù)測(cè)和勘探生產(chǎn)工作具有十分重要的意義。

有效儲(chǔ)層是指能夠儲(chǔ)集和滲流流體(以烴類或地層水為主)、在現(xiàn)有工藝技術(shù)條件下能夠采出具有工業(yè)價(jià)值產(chǎn)液量的儲(chǔ)集層。有效儲(chǔ)層物性下限是指儲(chǔ)集層能夠成為有效儲(chǔ)層應(yīng)具有的最低物性，通常用孔隙度、滲透率某個(gè)確定的值來度量[4-7]，一般根據(jù)巖心物性分析、試油和測(cè)試資料來確定?，F(xiàn)有物性下限求取方法主要包括分布函數(shù)曲線法、測(cè)試法、試油法、束縛水飽和度法、最小有效孔喉半徑法、含油產(chǎn)狀法、鉆井液侵入法、泥質(zhì)含量法等方法[8-12]，但是受地質(zhì)條件及數(shù)據(jù)來源的限制，每種方法均有一定的適用條件和局限性。分布函數(shù)曲線法需要大量的測(cè)井解釋物性和綜合解釋成果；測(cè)試法僅適用于單層試油資料較多，且地層壓力、流壓、有效厚度、滲透率、原油性質(zhì)等資料齊全的地區(qū)[5]；試油法由于試油工藝、取樣的隨機(jī)性、物性測(cè)試誤差等原因[5]，使得有效儲(chǔ)層與非有效儲(chǔ)層的界限不明顯；束縛水飽和度法采用的是束縛水飽和度的經(jīng)驗(yàn)值，可能造成物性好的油層物性下限值偏高，物性差的儲(chǔ)層下限值偏低；最小有效孔喉半徑法拐點(diǎn)難以確定；含油產(chǎn)狀法、鉆井液侵入法、泥質(zhì)含量法受人為因素影響較大[8]。根據(jù)饒陽凹陷南部地區(qū)已有資料情況，結(jié)合不同物性下限求取方法的適用條件，筆者運(yùn)用分布函數(shù)曲線法、測(cè)試法和試油法三種方法相互約束，綜合求取饒陽凹陷南部古近系中深層有效儲(chǔ)層物性下限；并且在中深層有效儲(chǔ)層物性下限計(jì)算的基礎(chǔ)上，結(jié)合研究區(qū)儲(chǔ)層沉積、成巖作用和地層壓力等特征的綜合研究，探討?zhàn)堦柊枷菽喜抗沤抵猩顚佑行?chǔ)層發(fā)育的控制因素。

1 饒陽凹陷南部古近系中深層有效儲(chǔ)層物性下限的計(jì)算

根據(jù)研究區(qū)已有資料和數(shù)據(jù)情況，分別利用分布函數(shù)曲線法、測(cè)試法和試油法求取饒陽凹陷南部古近系中深層不同深度下的有效儲(chǔ)層物性下限，并通過三種方法相互約束，綜合確定物性下限隨深度的變化關(guān)系。

1.1 分布函數(shù)曲線法

分布函數(shù)曲線法是指運(yùn)用統(tǒng)計(jì)學(xué)的原理，在同一坐標(biāo)系上分別繪制有效儲(chǔ)層(油層、含油水層、油水同層、含水油層、水層)與非有效儲(chǔ)層(干層)的物性分布頻率曲線，兩條曲線的交點(diǎn)值即為有效儲(chǔ)層物性下限值[13]。利用分布函數(shù)曲線法分別求取了饒陽凹陷南部古近系有效儲(chǔ)層物性下限值：2 900～3 200、3 400～3 600、3 600～3 800、3 800～4 000、4 000～4 400、4 400～4 800 m深度下的孔隙度下限分別是11.8%、11.0%、11.4%、9.0%、7.8%、8.4%；2 900～3 200、3 200～3 400、3 400～3 600 m深度下的滲透率下限分別是2.81×10-3、2.04×10-3、1.31×10-3μm2(圖1)。

圖1 有效儲(chǔ)層與非有效儲(chǔ)層物性分布曲線Fig.1 Porosity and permeability distribution curve of effective and non-effective medium-deep reservoirs

1.2 測(cè)試法

測(cè)試法是在原油性質(zhì)變化不大，且單層試油資料較多時(shí)，建立每米采油指數(shù)(I)與孔隙度(Φ)(或滲透率(k))的關(guān)系曲線來確定儲(chǔ)層物性下限值，平均關(guān)系曲線與坐標(biāo)軸的交點(diǎn)值即為孔隙度(或滲透率)的下限值[4]。利用此方法求取了饒陽凹陷南部地區(qū)2 500～2 700、2 600～2 800 m的孔隙度下限為15.0%、14.5%，2 500～2 700、3 100～3 500 m的滲透率下限為4.50×10-3、1.30×10-3μm2(圖2)。

圖2 每米采油指數(shù)與孔隙度、滲透率的關(guān)系Fig.2 Relations of specific productivity index with porosity and permeability

圖3 有效儲(chǔ)層、非有效儲(chǔ)層孔隙度與滲透率的關(guān)系Fig.3 Relationship between porosity and permeability of effective and non-effective reservoirs

1.3 試油法

試油法是在現(xiàn)有經(jīng)濟(jì)和技術(shù)條件下，以單層產(chǎn)液量1 t/d為界，將單層產(chǎn)液量(包括油和水)大于1 t/d的儲(chǔ)集層劃分為有效儲(chǔ)層，單層產(chǎn)液量小于1 t/d的儲(chǔ)集層劃分為非有效儲(chǔ)層[13]，再分別將有效儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率和非有效儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率在同一個(gè)坐標(biāo)系里表示出來(圖3)。有效儲(chǔ)層和非有效儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率分界處即為有效儲(chǔ)層物性下限值[13]。利用試油法求取了饒陽凹陷南部地區(qū)古近系2 500～3 000、2 800～3 400 m及3 300～3 500 m深度段的孔隙度下限分別是13.4%、11.4%和12.5%，滲透率下限分別為3.20×10-3、2.30×10-3、1.60×10-3μm2。

1.4 有效儲(chǔ)層物性下限與深度的函數(shù)關(guān)系

通過上述計(jì)算和分析可以得到饒陽凹陷南部地區(qū)不同埋深下有效儲(chǔ)層物性下限值(表1)，通過結(jié)果比較發(fā)現(xiàn)：在相同或相近埋深范圍內(nèi)，分布函數(shù)曲線法、測(cè)試法、試油法求取的物性下限值基本一致；說明采用的計(jì)算方法是可行的，計(jì)算結(jié)果可靠。當(dāng)由不同方法求取的相同深度段的物性下限值不一致時(shí)，要綜合考慮各方法的適用條件和局限性。分布函數(shù)曲線法是一種統(tǒng)計(jì)方法，求取物性下限時(shí)采用的測(cè)井解釋物性和綜合解釋成果(油干層)能呈現(xiàn)出較好的規(guī)律性；但是其準(zhǔn)確度有待提高。測(cè)試法和試油法均是利用試油資料來求取物性下限值，以實(shí)測(cè)物性為基礎(chǔ)、測(cè)井解釋數(shù)據(jù)為約束，計(jì)算結(jié)果具有較高的準(zhǔn)確性；但是，這兩種方法存在的不足之處是對(duì)數(shù)據(jù)要求苛刻、限制條件較多，加上試油資料不易獲取、數(shù)據(jù)較少，最終導(dǎo)致在求取物性下限時(shí)統(tǒng)計(jì)規(guī)律性不好。因此，綜合考慮各方法的優(yōu)缺點(diǎn)，相同深度下由不同方法求取的物性下限值不一致時(shí)，優(yōu)先選取以測(cè)試法和試油法求得的孔隙度、滲透率作為有效儲(chǔ)層的物性下限值，更能有效地指導(dǎo)研究區(qū)有效儲(chǔ)層預(yù)測(cè)和勘探生產(chǎn)工作。

上述各種求取有效儲(chǔ)層物性下限的方法均有一定的局限性和適用范圍，為了消除單一方法因數(shù)據(jù)不足、原始數(shù)據(jù)誤差或計(jì)算方法等造成的誤差，同時(shí)為了獲得任意深度下的有效儲(chǔ)層物性下限值，對(duì)由上述三種方法求取的物性下限與不同深度進(jìn)行擬合，最終以綜合方法求取的孔隙度、滲透率作為有效儲(chǔ)層的物性下限值，進(jìn)而分析研究區(qū)中深層有效儲(chǔ)層發(fā)育的控制因素。通過數(shù)據(jù)擬合得到孔隙度下限、滲透率下限與深度的函數(shù)關(guān)系擬合公式(圖4)是：

(1)

(2)

其中：Φcutoff為孔隙度下限，%；kcutoff為滲透率下限，μm2；h為埋藏深度，m；R2為相似度。

表1 饒陽凹陷古近系中深層有效儲(chǔ)層物性下限

Table 1 Data table of palaeogene medium-deep effective reservoirs in southern Raoyangsag

頂深/m底深/m中值深度/m方法孔隙度/%滲透率/(10-3μm2)250027002600測(cè)試法15.04.50260028002700測(cè)試法14.5-250030002750試油法13.43.20290032003050分布函數(shù)法11.82.81280034003100試油法11.42.30310035003300測(cè)試法-1.30320034003300分布函數(shù)法-2.04330035003400試油法12.51.60340036003500分布函數(shù)法11.01.31360038003700分布函數(shù)法11.4-380040003900分布函數(shù)法9.0-400044004200分布函數(shù)法7.8-440048004600分布函數(shù)法8.4-

圖4 有效儲(chǔ)層物性下限與深度的關(guān)系Fig.4 Relationship between petrophysical parameter cutoff and depth of effective reservoirs

利用擬合得到的有效儲(chǔ)層物性下限與深度的函數(shù)關(guān)系，可以得到饒陽凹陷南部古近系中深層任意深度下的物性下限值。為了檢驗(yàn)該公式的合理性，依次對(duì)饒陽凹陷南部古近系中深層26口井37層試油成果數(shù)據(jù)進(jìn)行檢驗(yàn)：若試油結(jié)果為有效儲(chǔ)層，其實(shí)測(cè)孔隙度和滲透率應(yīng)均大于計(jì)算所得物性下限；當(dāng)試油結(jié)果為非有效儲(chǔ)層時(shí)，其孔隙度或滲透率低于有效儲(chǔ)層物性下限。通過檢驗(yàn)，檢驗(yàn)結(jié)果正確率達(dá)81.58%。因此，認(rèn)為利用以上有效儲(chǔ)層物性下限與深度的函數(shù)關(guān)系式(式(1)、(2))求得的有效儲(chǔ)層物性下限是可靠的。

2 中深層有效儲(chǔ)層控制因素分析

饒陽凹陷南部古近系中深層有效儲(chǔ)層的發(fā)育主要受沉積作用、成巖作用及地層壓力等因素控制?？紫抖群蜐B透率是分析探討有效儲(chǔ)層控制因素的重要參數(shù)。但是，有效儲(chǔ)層物性下限隨深度增加而降低，這就可能導(dǎo)致具有相同物性的儲(chǔ)層在淺部為非有效儲(chǔ)層，而在深層為有效儲(chǔ)層。因此，為了消除埋深對(duì)儲(chǔ)層物性的影響，在物性下限的基礎(chǔ)上，引入孔隙度差值(ΔΦ，指某一深度處儲(chǔ)層的孔隙度與孔隙度下限的差值)和滲透率差值(指某一深處儲(chǔ)層的滲透率與滲透率下限的差值)，分析饒陽凹陷南部古近系中深層有效儲(chǔ)層控制因素。

2.1 沉積微相對(duì)有效儲(chǔ)層的影響

不同沉積環(huán)境下形成的砂體其碎屑成分、粒度、分選、單層厚度等不同，導(dǎo)致其原始儲(chǔ)集條件存在很大差異[14]。饒陽凹陷南部地區(qū)主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣水下分流河道、河口壩、席狀砂及水下分流間灣微相[15]。通過統(tǒng)計(jì)不同沉積微相儲(chǔ)層的物性特征，水下分流河道、河口壩、席狀砂、水下分流間灣四種不同類型的沉積微相有效儲(chǔ)層所占比例分別是68%、77%、35%和0。

沉積作用對(duì)儲(chǔ)層的影響有兩方面：1)沉積作用直接決定了儲(chǔ)層原始物性；2)間接對(duì)后期儲(chǔ)層成巖作用改造產(chǎn)生影響[16]。碎屑物質(zhì)經(jīng)過穩(wěn)定水動(dòng)力的搬運(yùn)和沉積，沉積物粒度粗、分選磨圓好，雜基含量少，孔隙連通性好，儲(chǔ)層物性好。沉積作用對(duì)成巖作用的影響主要是沉積物的結(jié)構(gòu)對(duì)壓實(shí)作用的影響，即粒度越粗、分選越好的儲(chǔ)層，壓實(shí)減孔作用越弱。其中：水下分流河道、河口壩儲(chǔ)層厚度大，巖性為粒度中等的細(xì)砂巖，分選好，雜基體積分?jǐn)?shù)低(表2)，具備形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的有利沉積條件[17]；席狀砂水動(dòng)力條件最弱，砂層單層厚度薄，砂體為粒度極細(xì)的粉砂巖，分選差，雜基體積分?jǐn)?shù)高，儲(chǔ)層物性差(表2)，有效儲(chǔ)層不發(fā)育；水下分流間灣砂體主要是粒度極細(xì)的泥巖，砂體厚度薄、儲(chǔ)層物性差，不利于有效儲(chǔ)層的發(fā)育，儲(chǔ)層砂體幾乎全部為非有效儲(chǔ)層。因此，在饒陽凹陷南部地區(qū)不同沉積特征的儲(chǔ)層中，水下分流河道、河口壩較席狀砂、水下分流間灣沉積微相更有利于有效儲(chǔ)層的發(fā)育，有利的沉積相帶為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成提供了良好的基礎(chǔ)[18]。

2.2 砂體厚度

饒陽凹陷南部地區(qū)砂體類型主要是細(xì)砂巖和粉砂巖，巖性差異對(duì)該地區(qū)儲(chǔ)層有效性的影響不大。統(tǒng)計(jì)研究區(qū)沙河街組砂體的單層厚度，其分布特征(圖5a)如下：厚度<2 m的占20.03%，2～4 m占29.57%，4～6 m占26.71%，6～8 m占12.24%，8～10 m占1.11%，>10 m占10.33%。辮狀河三角洲前緣沉積亞相砂體沉積厚度中等，反映了當(dāng)時(shí)水流穩(wěn)定、沉積作用活躍的特點(diǎn)。通過統(tǒng)計(jì)不同厚度砂體的有效儲(chǔ)層所占比例(圖5b)可知：0～2、2～4、4～6、6～8、8～10、>10 m砂體的有效儲(chǔ)層所占比例依次是52.42%、63.64%、64.67%、71.43%、85.71%、87.50%。砂體的有效性與厚度呈正相關(guān)關(guān)系，即砂體單層厚度越大，砂體的儲(chǔ)層有效性越好，越易發(fā)育有效儲(chǔ)層。由表2可知，砂體單層沉積厚度與沉積微相有一定的關(guān)系，水下分流河道和河口壩沉積微相砂體單層厚度一般大于3 m，席狀砂及水下分流間灣沉積微相砂體單層厚度一般在2 m左右。表明砂體厚度越大，沉積水動(dòng)力條件越強(qiáng)，儲(chǔ)層儲(chǔ)集物性越好，越易發(fā)育有效儲(chǔ)層。

表2 不同沉積微相下的巖石組構(gòu)和物性特征

圖5 饒陽凹陷南部地區(qū)不同砂體單層厚度分布特征(a)和不同厚度砂體下的有效儲(chǔ)層所占比例(b)Fig.5 Percentage(a) and effective rate(b) of sand bodies with different thickness in southern Raoyang sag

2.3 成巖作用對(duì)有效儲(chǔ)層的控制作用

2.3.1 壓實(shí)作用

圖6 不同沉積微相成分與結(jié)構(gòu)特征及正常壓實(shí)圖版Fig.6 Characteristics of composition and structure of different microfacies and normal compaction chart

壓實(shí)作用導(dǎo)致原生孔隙迅速減少[19]。 饒陽凹陷南部地區(qū)中深層儲(chǔ)層埋深較大，壓實(shí)作用相對(duì)較強(qiáng)，碎屑顆粒間呈線、凹凸接觸，可見云母等塑性顆粒的壓實(shí)變形。影響砂巖壓實(shí)作用的內(nèi)因主要包括碎屑組分、粒度、分選、雜基含量、膠結(jié)物含量及地層壓力等[20]。通過統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，水下分流河道、河口壩、席狀砂和水下分流間灣沉積微相下的剛性顆粒體積分?jǐn)?shù)均在90%左右，表明不同相帶下的碎屑組分差別不大。從圖6a、b可以看出：優(yōu)勢(shì)沉積相類型(水下分流河道、河口壩)的雜基、膠結(jié)物含量較低，粒度粗，分選好；而不利沉積相類型(席狀砂、水下分流間灣)的雜基、膠結(jié)物含量高，粒度細(xì)，分選較差。饒陽凹陷南部地區(qū)的碎屑組分類型和含量差異不大，在分選系數(shù)分別為1.0～1.5、1.5～2.0和2.0～2.5區(qū)間內(nèi)、碳酸鹽體積分?jǐn)?shù)低于5%、原生孔隙為主及次生孔隙體積分?jǐn)?shù)較少、常壓環(huán)境下的樣品建立正常壓實(shí)曲線(圖6c)。結(jié)果表明，隨著埋藏深度的增加，碎屑顆粒分選越差，壓實(shí)減孔作用越明顯。因此，顆粒粒度越粗、分選越好、雜基含量越少、原始物性好，抗壓實(shí)能力越強(qiáng)，有利于原生孔隙的保存，越易發(fā)育有效儲(chǔ)層。

砂巖原生孔隙度Φ原始=20.91+22.90/So[21-22](So為分選系數(shù))及壓實(shí)減孔量Φ壓實(shí)=Φ原始-Φ膠結(jié)-Φ現(xiàn)今+Φ溶蝕的定量統(tǒng)計(jì)表明，壓實(shí)作用使儲(chǔ)層孔隙度減少量達(dá)到26.02%～73.00%，平均減孔率為59.49%。因此，壓實(shí)作用是儲(chǔ)層孔隙減小的重要原因，是儲(chǔ)層物性變差的主要因素之一。

2.3.2 膠結(jié)作用

觀察饒陽凹陷南部地區(qū)的鑄體薄片可知，膠結(jié)作用現(xiàn)象在該地區(qū)比較普遍，主要包括碳酸鹽膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)及部分高嶺石膠結(jié)和少量黃鐵礦等膠結(jié)作用；膠結(jié)作用是降低中深層孔滲性能的主要因素[23-24]。碳酸鹽膠結(jié)作用明顯分為兩期。早期碳酸鹽膠結(jié)作用發(fā)生在壓實(shí)作用初期，碎屑顆粒之間呈現(xiàn)基底式膠結(jié)，抑制了壓實(shí)作用，但同時(shí)也大大降低了砂體間的孔隙空間。饒陽凹陷南部地區(qū)溶解作用中碳酸鹽膠結(jié)物溶解現(xiàn)象很少見，因此早期碳酸鹽膠結(jié)在為晚期溶解作用提供物質(zhì)基礎(chǔ)方面并不十分明顯。晚期碳酸鹽膠結(jié)物充填于各碎屑顆粒之間，堵塞孔隙使儲(chǔ)層物性變差，從而降低了儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能。統(tǒng)計(jì)饒陽凹陷南部地區(qū)膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)與儲(chǔ)層物性的關(guān)系(圖7a)可以看出，膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)越高，有效儲(chǔ)層所占比例越低；說明膠結(jié)作用不利于有效儲(chǔ)層的發(fā)育。

圖7 不同膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)與有效儲(chǔ)層所占比例關(guān)系(a)及碳酸鹽膠結(jié)物面孔率與砂體與泥巖距離的關(guān)系(b)Fig.7 Relationships between cement content and percentage of offective reservoir(a) and carbonate cement content and mudstone distance(b)

通過對(duì)饒陽凹陷南部地區(qū)鑄體薄片觀察，并定量統(tǒng)計(jì)膠結(jié)物的面孔率(巖石薄片中膠結(jié)物的面積占總面積的比率)得知(圖7b):當(dāng)砂體與泥巖最近距離小于0.49 m時(shí)，儲(chǔ)層中碳酸鹽膠結(jié)物面孔率較大，膠結(jié)作用強(qiáng)，有效儲(chǔ)層所占比例為28.6%；當(dāng)砂體與泥巖最近距離大于0.49 m時(shí)，膠結(jié)物面孔率普遍小于7%，有效儲(chǔ)層所占比例為61.3%。這說明膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層的影響與砂體與泥巖距離有關(guān):在砂泥巖接觸界面附近易形成致密膠結(jié)層，碳酸鹽膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)較高(圖8)，在以砂、泥巖互層為特征的儲(chǔ)層中，受互層泥巖成巖作用的影響，砂巖中膠結(jié)物具有明顯的差異分布特征，進(jìn)而控制了儲(chǔ)層物性分布[20];由砂體邊緣到砂體中心，砂巖中膠結(jié)物體積分?jǐn)?shù)逐漸降低，儲(chǔ)層孔隙度和滲透率逐漸增大，在距離砂泥巖界面較遠(yuǎn)時(shí)，儲(chǔ)層物性趨于穩(wěn)定。早期碳酸鹽致密膠結(jié)層的發(fā)育，對(duì)于具有一定厚度的砂體來說，一方面阻止了遠(yuǎn)離砂泥巖接觸界面碳酸鹽膠結(jié)物的形成；另一方面也有利于保護(hù)地層異常高壓，同時(shí)一定程度上也能增強(qiáng)巖石本身的抗壓能力，使其有利于形成有效儲(chǔ)層。

2.3.3 溶解作用

根據(jù)饒陽凹陷南部地區(qū)鑄體薄片觀察，研究區(qū)的溶解作用普遍發(fā)育，主要有長石的溶解作用、少量石英及石英加大邊的溶蝕作用、可見碳酸鹽膠結(jié)物及部分巖屑的溶蝕作用等。定量統(tǒng)計(jì)(圖9)表明：埋深3 140～3 870 m的儲(chǔ)層孔隙類型主要是原生孔隙，儲(chǔ)層平均孔隙度為13.46%，溶蝕作用形成的次生孔隙度為1.84%～9.14%，平均為4.15%，增大了淺層儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間，有效改善了淺部儲(chǔ)層物性；埋深為3 870～4 590 m的儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要以次生溶蝕孔隙為主，儲(chǔ)層平均孔隙度為9.80%，溶蝕作用形成的次生孔隙度為3.26%～9.64%，平均為6.90%。通過以上分析可以得出，溶蝕作用對(duì)深層儲(chǔ)層影響較為明顯，其形成的溶蝕孔隙是深層儲(chǔ)層的主要儲(chǔ)集空間類型，是促使深層有效儲(chǔ)層發(fā)育的關(guān)鍵因素。

饒陽凹陷南部古近系中深層儲(chǔ)層孔隙度分布特征與成巖階段有良好的對(duì)應(yīng)關(guān)系。利用鏡質(zhì)體反射率(Ro)[24]，劃分了饒陽凹陷南部古近系中深層儲(chǔ)層的成巖階段(圖10)：埋藏深度大于2 500 m的地層可劃分為早成巖B期(2 500～2 870 m)、中成巖A1亞期(2 870～3 585 m)、中成巖A2亞期(3 585～4 680 m)。由圖9、圖10可知，次生孔隙較發(fā)育的埋藏深度為3 380～3 900 m和4 000～4 600 m，分別對(duì)應(yīng)于成巖階段中成巖A1亞期和中成巖A2亞期。沉積物在埋藏成巖階段能產(chǎn)生大量有機(jī)酸[25]。中成巖A1階段有機(jī)質(zhì)處于未成熟到成熟的轉(zhuǎn)化階段，該過程中產(chǎn)生的大量有機(jī)酸提供了一種酸性環(huán)境，發(fā)生了大量的長石溶解、少量的巖屑溶蝕等現(xiàn)象；隨著埋深的增加，埋藏深度達(dá)到4 000～4 600 m時(shí)，地溫升高(當(dāng)?shù)貙訙囟雀哂?20 ℃時(shí))，有機(jī)酸脫羧或部分脫羧產(chǎn)生的CO2控制了水溶液的pH值，使之利于溶蝕作用的進(jìn)行[26-27]。

圖9 饒陽凹陷南部地區(qū)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分析圖Fig.9 Analysis chart of high quality reservoirs in southern Raoyang sag

圖10 饒陽凹陷南部中深層Ro分布特征Fig.10 Ro distribution characteristics of medium-deep reservoirs in southern Raoyang sag

2.4 地層壓力對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育的影響

圖11 饒陽凹陷南部地區(qū)不同地層壓力結(jié)構(gòu)比例特征(a)及孔隙度差值分布頻率直方圖(b、c、d)Fig.11 Proportion characteristics (a) and porosity difference distribution histogram under different pressure structure (b,c,d) in southern Raoyang sag

地層壓力對(duì)儲(chǔ)層的影響主要體現(xiàn)：異常高壓能抑制壓實(shí)、壓溶作用和石英加大，有效地保護(hù)早期原生孔隙與后期成巖作用形成的次生孔隙；異常高壓通過控制黏土礦物轉(zhuǎn)化、抑制有機(jī)質(zhì)的熱演化，使地層水長期處于一種酸性環(huán)境，增強(qiáng)溶解作用，改善儲(chǔ)層物性；由超壓形成的裂縫發(fā)育普遍，又能夠較好地保存，可以作為良好的儲(chǔ)集空間[28]。根據(jù)饒陽凹陷南部砂體的實(shí)測(cè)地層壓力和計(jì)算壓力可知，研究區(qū)常壓、弱超壓和中超壓均有發(fā)育，基本不發(fā)育強(qiáng)超壓。統(tǒng)計(jì)饒陽凹陷南部地區(qū)不同壓力結(jié)構(gòu)下的有效儲(chǔ)層所占比例可知:常壓、弱超壓和中超壓的有效儲(chǔ)層所占比例分別是55.15%、71.36%及77.17%(圖11a)，反映了異常超壓的存在有利于有效儲(chǔ)層的發(fā)育；且隨著壓力結(jié)構(gòu)的增強(qiáng)，孔隙度差值較大的有效儲(chǔ)層所占的比例增加(圖11b，c，d)，說明超壓的存在一定程度上改善了儲(chǔ)層的物性，促進(jìn)了優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的形成[29]。通過觀察饒陽凹陷南部地區(qū)鑄體薄片，并定量統(tǒng)計(jì)研究區(qū)儲(chǔ)集空間類型發(fā)現(xiàn)，在埋藏深度為3 400～3 900 m的地層中，儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間仍以原生孔隙為主，結(jié)合研究區(qū)的實(shí)測(cè)地層壓力數(shù)據(jù)分析，在該深度范圍內(nèi)存在異常超壓，認(rèn)為超壓的存在是該深度段儲(chǔ)層原生孔隙得以保存的有利因素，改善了儲(chǔ)層的儲(chǔ)集物性。

為了進(jìn)一步分析壓力對(duì)儲(chǔ)層物性的影響，選取有利于有效儲(chǔ)層發(fā)育的水下分流河道和河口壩微相，較有利于有效儲(chǔ)層發(fā)育的早成巖B期、中成巖A1亞期兩個(gè)成巖階段；統(tǒng)計(jì)了在相同的沉積微相和成巖階段、不同壓力結(jié)構(gòu)下儲(chǔ)層平均孔隙度差值和有效儲(chǔ)層所占比例(表3)，可以看出,隨著壓力結(jié)構(gòu)的增強(qiáng)，儲(chǔ)層物性依次變好，有效儲(chǔ)層百分含量逐漸增多，說明超壓的存在有利于有效儲(chǔ)層的發(fā)育。

表3 有利沉積相帶不同壓力結(jié)構(gòu)對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

Table 3 Influence of different pressure structures on properties of reservoirs in favorable sedimentary facies belts

早成巖B期平均孔隙度差值/%有效儲(chǔ)層所占比例/%中成巖A1亞期平均孔隙度差值/%有效儲(chǔ)層所占比例/%常壓1.3264.20.3047.37弱超壓6.0584.12.5376.11中超壓--6.2397.83

3 結(jié)論

1)綜合運(yùn)用實(shí)測(cè)物性、測(cè)井解釋物性和試油資料，利用分布函數(shù)曲線法、測(cè)試法和試油法求取了饒陽凹陷南部古近系中深層不同埋深下有效儲(chǔ)層物性下限值，并通過三種方法相互約束，綜合確定了物性下限隨著深度的變化關(guān)系：Φcutoff=-11.801ln(h)+107.274，R2=0.877；kcutoff=134.472 9e-0.001 32h，R2=0.890；并用試油結(jié)果對(duì)公式的準(zhǔn)確性進(jìn)行了檢驗(yàn)。

2)在中深層儲(chǔ)層物性下限的基礎(chǔ)上，分析探討了控制有效儲(chǔ)層發(fā)育的因素，根據(jù)研究區(qū)的沉積特征和地層發(fā)育情況，從沉積作用、成巖作用特征和地層壓力三個(gè)方面分析了饒陽南部中深層有效儲(chǔ)層發(fā)育的控制因素；沉積相控制了砂體的分布，對(duì)于水動(dòng)力較強(qiáng)、巖石分選較好、雜基含量相對(duì)較少的沉積相帶，其物性也較好，原始粒間孔隙發(fā)育，反之則差；成巖作用對(duì)儲(chǔ)層的影響主要表現(xiàn)為壓實(shí)作用和膠結(jié)作用使儲(chǔ)層物性降低，而溶蝕作用使儲(chǔ)層形成次生孔隙，是改善中深層儲(chǔ)層物性的主要因素。地層超壓有利于有效儲(chǔ)層的發(fā)育。

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Petrophysical Parameter Cutoff and Controlling Factors of Medium-Deep Effective Reservoirs of Palaeogene in Southern Raoyang Sag

Cao Yingchang1,Zhang Huina1,Xi Kelai1,Zhao Xianzheng2,Zhou Lei1,Cui Zhouqi2,Jin Jiehua1

1.SchoolofGeoscience，ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,Shandong,China2.NorthChinaOilfieldCompanyLimited,CNPC,Renqiu062552,Hebei,China

Based on measured properties, such as physical properties of log interpretation and oil production tests, the petrophysical parameter cutoff and depth of medium-deep effective reservoirs of Paleogene in the southern Raoyang sag are determined by distribution function curve method, test method, oil production test method, and the fitting formula of petrophysical parameters. Further, the porosity difference is introduced combining with the analysis on the characteristics of sediments, diagenesis, and reservoir pressure of the medium-deep reservoirs in southern Raoyang sag; and the controlling factors of effective reservoirs are discussed. The results show that the subaqueous distributary channel and estuary bar of fan delta front subfacies are suitable for the growth of effective reservoirs; while the properties of delta-front sheet sand and inter distributary bays are weak, where less effective reservoirs are developed. When the thickness of sand is greater than 3 meters, the sand could be developed into an effective reservoir. Compaction and cementation are the main factors to decrease porosity and permeability of reservoirs; while dissolution increases the secondary pores, and in turn, makes the physical property of reservoir better. The existence of overpressure promotes the development of effective reservoirs.

medium-deep reservoirs; effective reservoirs; petrophysical parameter cutoff; controlling factors; Raoyang sag

10.13278/j.cnki.jjuese.201506101.

2015-01-03

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05009-003)；國家自然科學(xué)基金石油化工聯(lián)合基金重點(diǎn)項(xiàng)目(U1262203)；中央高校基本科研業(yè)務(wù)費(fèi)專項(xiàng)資金項(xiàng)目(14CX06013A)

操應(yīng)長(1969--)，男，教授，博士生導(dǎo)師，主要從事沉積學(xué)、層序地層學(xué)和油氣儲(chǔ)層地質(zhì)學(xué)方面的教學(xué)與科研工作，E-mail:cyc8391680@163.com。

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P618.13

A

操應(yīng)長，張會(huì)娜，葸克來，等.饒陽凹陷南部古近系中深層有效儲(chǔ)層物性下限及控制因素.吉林大學(xué)學(xué)報(bào):地球科學(xué)版,2015,45(6):1567-1579.

Cao Yingchang, Zhang Huina,Xi Kelai,et al. Petrophysical Parameter Cutoff and Controlling Factors of Medium-Deep Effective Reservoirs of Palaeogene in Southern Raoyang Sag.Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2015,45(6):1567-1579.doi:10.13278/j.cnki.jjuese.201506101.